熊 飛

（大慶油田第八采油廠基建工程管理中心，黑龍江 大慶 163515）

0 引言

在油田管線管理工作中，要對腐蝕問題予以重視，然后落實綜合管理工作，確保能提升防護效果，有效維持管線的應(yīng)用質(zhì)量，減少經(jīng)濟損失。

1 油田腐蝕老化管線問題產(chǎn)生原因

1.1 外防腐層老化

第一，施工操作本身存在問題。對于外防腐層而言，施工技術(shù)和應(yīng)用方案是影響其綜合水平的關(guān)鍵，若是從施工環(huán)節(jié)就缺乏合理的約束機制，必然會增加后續(xù)腐蝕區(qū)域的面積。例如，管線接頭位置防腐層缺陷、管線鋪設(shè)中外損傷、管線鋪設(shè)中搭接擠壓、管線埋深不足等[1]；

第二，外界破壞作用。尤其是管線周圍若是有其他的工程項目，難免會在開挖過程中出現(xiàn)損傷，此時嚴重影響管體的運行質(zhì)量。盜油、盜氣等問題也是造成外防腐層提前老化失效的關(guān)鍵因素；

第三，選材不當(dāng)。只有保證防腐層和周圍環(huán)境的一致性，才能發(fā)揮其實際效果，但是，部分施工部門缺乏對環(huán)境的勘察分析，盲目使用防腐涂層，就會增加老化進度。例如，瀝青型防腐層或者是防腐膠帶等，會受到植物根系的影響，因此，在雜草較多的區(qū)域，不適宜添涂以上兩種防腐層。

1.2 管體腐蝕

第一，施工工藝不當(dāng)造成的局部腐蝕加劇問題，一些管線在生產(chǎn)施工中利用的就是線纜局部加熱的方式，這就使得管線和線纜接觸的位置本身就存在溫差腐蝕，經(jīng)過長時間的使用，這種溫差腐蝕問題逐漸暴露出來。另外，管道介質(zhì)中含有二氧化碳、硫化氫等物質(zhì)，若是沒有采取對應(yīng)的處理措施，必然會增加局部腐蝕的嚴重性[2]；

第二，一般而言，若是管體含水量在30%以下，管線的外腐蝕問題較為嚴重。并且，陰極保護系統(tǒng)失效、外防腐層破損等都會加劇管體的腐蝕。

1.3 保溫層老化

對于部分油田管線，技術(shù)部門為了修補腐蝕問題會采取局部焊接和封堵孔道的措施，但是，若是對應(yīng)的操作方案缺乏針對性，或者是機械損傷嚴重，則會造成瀝青防腐層的快速老化，影響其后續(xù)使用[3]。

2 油田腐蝕老化管線防護措施

2.1 完善評價和檢測機制

為了保證油田腐蝕老化管線防護工作的基本水平，要整合具體的檢測機制和評價機制。在評價過程中，要結(jié)合腐蝕介質(zhì)成分分析、介質(zhì)腐蝕性測試、腐蝕速率動態(tài)模擬試驗、腐蝕結(jié)垢原因和規(guī)律分析等流程，確保能提升防腐技術(shù)評價水平。

另外，對應(yīng)的檢測方案也要匹配實際情況。例如，管線定位的檢測要利用管線探測儀，配合使用峰值法、零值法等。而對于防腐層破損點的檢測，則要利用管道電流測繪系統(tǒng)，配合電位梯度法，精度要控制在5cm以下。與此同時，利用管道電流測繪系統(tǒng)進行防腐層性能的評價，主要應(yīng)用的技術(shù)是視綜合參數(shù)異常分析法[4]。

2.2 整合防腐蝕工序

第一，采取電化學(xué)法或者是物理法進行防腐蝕處理，前者是在鋼管的外部完成防護涂層的處理，能大大降低土壤介質(zhì)和管線外部的接觸面積，減少腐蝕電流。后者則是借助陰極保護機制，發(fā)揮電化學(xué)腐蝕作用；

第二，要結(jié)合實際工作環(huán)境和應(yīng)用要求選擇適宜的緩蝕劑，確保內(nèi)防腐處理工作及時有效。這種處理方案不僅能提升管理效果，且操作較為便捷，保護管線內(nèi)部介質(zhì)和閥門、原油處理設(shè)施等，大大提高防腐水平。

2.3 強化施工監(jiān)管

要從施工源頭落實更加合理的管控機制，確保在集輸管道施工前就進行全面的勘察和檢測，核實對應(yīng)信息后，保證其符合集輸系統(tǒng)工程建設(shè)的基本需求，并檢查管線的質(zhì)量，避免“以次充好”的問題。與此同時，完善運輸環(huán)節(jié)、搬運過程以及深埋處理過程，秉持全過程質(zhì)量管理原則，提高管線的質(zhì)量。

3 結(jié)語

總而言之，在油田地面集輸管線控制工作中，要想減少老化問題造成的不良影響，就要從多方面制定合理規(guī)范的防腐方案，有效提高其應(yīng)用性能，保護其使用安全性，為油田管道管理工作的全面進步奠定堅實基礎(chǔ)。